長7 致密砂巖微觀孔喉結(jié)構(gòu)測試及特征

柳 娜，南珺祥，劉 偉，馮勝斌

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢 618399）

致密油是繼頁巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的又一新熱點[1-3]，中國非常規(guī)油氣資源豐富，但總體上看，其勘探開發(fā)還處于起步和探索階段[4]。鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，以延長組7 段（簡稱長7）油層組油頁巖、致密砂巖和湖盆中部延長組6 段（簡稱長6）油層組致密砂巖最為典型。截至目前，空氣滲透率小于2×10-3μm2的致密油探明地質(zhì)儲量約20×108t，其中空氣滲透率小于1×10-3μm2的致密儲集層中的石油探明地質(zhì)儲量超過10×108t[5]。目前已發(fā)現(xiàn)10×108級儲量規(guī)模的西峰、姬塬、華慶大油田，平均空氣滲透率均小于2×10-3μm2，屬于致密油，是近期建產(chǎn)的現(xiàn)實目標和未來勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域。與特低滲、超低滲儲層相比，致密油儲層在沉積類型，儲層物性、孔喉結(jié)構(gòu)等方面存在較大差異[6-10]。長7 是鄂爾多斯盆地最主要的致密油儲層，由于受到前期認識程度和開采技術(shù)的局限，學(xué)者們一直將其視為中生界的生油層進行研究，多見沉積、烴源巖、成藏特征等方面或針對某一區(qū)塊儲層特征研究[6-11]，以及采用特定單一方法對其一定尺度微觀孔喉特征進行研究[12]，從長7 致密砂巖儲層特征入手，建立研究區(qū)致密砂巖儲層孔喉劃分方案，采用常規(guī)和非常規(guī)測試手段對研究區(qū)儲層多尺度孔喉系統(tǒng)進行精細識別和定量表征，系統(tǒng)研究了致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)測試方法及特征。研究區(qū)范圍北起定邊，南至寧縣-正寧，東自志丹，西達環(huán)縣（見圖1），面積約為3×104km2。

圖1 工區(qū)位置圖

1 儲層巖石學(xué)特征

1.1 碎屑顆粒成分特征

研究區(qū)以長石砂巖或巖屑長石砂巖為主（見圖2），粒度細，以細到極細粒砂巖為主。其中細砂約為29.2 %，極細砂約為52.8 %，粗砂約為6.0 %，細粉砂約為0.1%，云母等塑性組分（雜基）含量高，約為12 %，具有明顯的多物源沉積的特征。

圖2 致密儲層砂巖分類三角圖

1.2 填隙物特征

研究區(qū)長7 油層組儲層填隙物含量12.8 %～15.7 %，成分主要是伊利石、綠泥石和碳酸鹽（主要包括鐵方解石和鐵白云石），其中伊利石含量高，平均為12.0 %，占填隙物總量的60 %以上，還有少量高嶺石、凝灰質(zhì)、硅質(zhì)及長石質(zhì)。

2 儲集空間類型

致密儲層物性差，孔隙度介于4 %～10 %，約90 %的孔隙度小于10 %，平均9.12 %；滲透率一般小于0.3×10-3μm2，90 %以上的滲透率在0.3×10-3μm2以下，一般介于0.16～0.25×10-3μm2。平面上，絕大部分地區(qū)屬于0.3×10-3μm2以下，相對高滲區(qū)域只在平面上呈孤立的狀態(tài)。研究區(qū)以溶孔為主，微米級孔隙約占總孔隙度21 %～30 %，平均約為25 %。

野外露頭、測井、巖心觀測、薄片鑒定等均顯示研究區(qū)裂縫發(fā)育構(gòu)造縫以高角度裂縫為主，一般大于70°，半充填狀；巖性越致密構(gòu)造縫越發(fā)育。長7 儲層天然裂縫較為發(fā)育，達到1.41 條/米。鏡下觀測顯示（見圖3），一般50 %左右的樣品可見發(fā)育的成巖縫；面密度為1 條/平方厘米樣品約占25 %；雜基含量越少，成巖縫越發(fā)育，最高的可達到20 條/平方厘米。

圖3 研究區(qū)發(fā)育的成巖縫

表1 致密砂巖儲層孔喉劃分方案

3 孔隙結(jié)構(gòu)測試

在總結(jié)前人對低滲透儲層劃分方案的基礎(chǔ)上，參考國內(nèi)致密油專家劃分方案，結(jié)合盆地致密油儲層孔隙大小、孔隙類型發(fā)育特點，提出了盆地致密油儲層孔隙大小劃分方案（見表1）。

3.1 致密油儲層微米-亞微米-納米級多尺度孔喉精細識別與表征方法

針對致密油儲層孔喉細微，常規(guī)測試技術(shù)表征難，應(yīng)用場發(fā)射掃描電鏡、礦物識別及CT 成像等高分辨率測試技術(shù)，結(jié)合常規(guī)測試（見圖4），形成致密油儲層微米－亞微米－納米級多尺度孔隙、喉道的精細識別及表征方法。建立了致密油儲層微米－亞微米－納米級多尺度孔喉的精細識別方法和定量表征參數(shù)。

圖4 鄂爾多斯盆地延長組儲層孔隙（喉道）分布及各類測試技術(shù)研究尺度范圍

3.1.1 微米級孔喉 對于微米級孔喉體系，研究采用偏光顯微鏡進行鏡下識別（見圖5），傳統(tǒng)圖像分析法進行定量測定（見圖6）。研究區(qū)微米級孔隙，既有原生的又有次生的，以溶孔為主，統(tǒng)計結(jié)果顯示（見表2）：孔隙孔徑介于5～30 μm；微米級孔隙約占總孔隙度21 %～30 %，平均約為25 %。

圖5 寧70 井，1 642.30 m，長71，溶孔，微米級孔隙

表2 研究區(qū)微米級孔隙組合

3.1.2 亞微米級孔喉 研究區(qū)致密油儲層中亞微米級孔隙可采用環(huán)境掃描電鏡和場發(fā)射掃描電鏡做定性識別（見圖7），采用恒速壓汞的方法進行定量表征（見圖8，表3）。亞微米級孔喉體系則采用恒速壓汞法進行定量化研究。

圖6 寧70 井，1 642.30 m，長71，孔隙分布直方圖（圖像分析法）

圖7 陽測4 井，2 061.5 m，長7，溶孔，亞微米級孔隙

根據(jù)毛管壓力公式，可知：

其中：r-巖石喉道半徑，m；σ-油水界面張力，N/m；θ-巖石和上述兩相流體間的潤濕接觸角；pc-毛細管力，N/m2或Pa。

圖8 寧70 井，1 642.30 m，長71，孔喉分布特征

表3 研究區(qū)亞微米級孔隙組合統(tǒng)計表

圖9 陽測1 井，長7 致密砂巖儲層孔喉特征分布（k=0.30 mD）

當進汞壓力等于0.75 MPa 時，對應(yīng)的r=1 μm 時，通過讀圖，喉道毛管壓力曲線對應(yīng)的非濕相飽和度是4 %，孔隙毛管壓力曲線對應(yīng)的非濕相飽和度是24 %，因此微米級喉道占比約為4 %，微米級孔隙占比約為24 %；同理當pc=7.5 MPa，此時r=100 nm 時，讀圖可知，對應(yīng)的亞微米級孔隙占比約為9 %，亞微米級喉道占比約為22 %。

恒速壓汞測試表明：致密儲層喉道半徑小，主要分布于100～800 nm，孔喉比大（見圖9），喉道半徑是儲層滲透率的主控因素。

圖10 陽測3 井，2 013.8 m，長7，納米級微裂隙

3.1.3 納米級孔喉 研究區(qū)致密油儲層中納米級孔隙可采用雙束掃描電鏡做定性識別（見圖10），對于納米級孔隙定量化研究，由于最高進汞壓力的限制，恒速壓汞法顯然不適用，本次研究采用2 種方法進行定量化研究。

圖11 寧70 井，1 636.67 m，長71，孔喉分布特征

（1）高壓壓汞法：以寧70 井為例（見圖11），當進汞壓力為200 MPa 時，根據(jù)公式1，r=3.7 nm，讀圖可知，納米級孔喉體系占比約為40 %左右。致密油儲層中納米級孔隙中以粘土礦物晶間孔及粒內(nèi)（間）溶蝕孔為主，致密儲層孔喉半徑小，測試結(jié)果表明：主要分布于25～100 nm，平均孔徑53 nm；納米級孔隙占總孔隙度平均約為30.0 %（見表4）。

（2）納米CT 法：納米CT 精細測試表明：盆地致密儲層發(fā)育納米級喉道（見圖13），主要分布在20～100 nm、配位數(shù)較低，孔喉系統(tǒng)復(fù)雜孔喉網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)由多個獨立連通孔喉體構(gòu)成（見圖14）。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與物性相關(guān)性

對研究區(qū)98 口井，182 塊樣品孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)進行統(tǒng)計。 研究區(qū)儲層最大連通喉道半徑一般介于0.3～0.9 μm，平均0.44 μm，屬于極細喉道。對應(yīng)的排驅(qū)壓力一般在0.83～2.43 MPa，平均1.71 MPa，86.02 %的儲層樣品排驅(qū)壓力均在1.00 MPa 以上。平均喉道半徑介于0.06～0.30 μm，96%儲層樣品的平均喉道半徑不超過0.15 μm。在200 MPa 下（對應(yīng)的喉道半徑為3.7 nm）的進汞飽和度最高可達92.31 %，儲層95 %以上樣品進汞飽和度介于60 %～80 %，平均75.14 1%，進汞飽和度相對較高，反應(yīng)了致密油儲層孔隙連通性相對較好。退汞效率在一定程度上可反應(yīng)采收率，退汞效率越高，采收率越高。研究區(qū)退汞效率最高可達45.74 %，一般介于13.27 %～43.58 %，平均30.12 %，反映了鄂爾多斯盆地致密油儲層相對較好的孔喉配置關(guān)系。分選系數(shù)是反應(yīng)儲層喉道大小分散程度的參數(shù)，越大，喉道大小越分散。研究勻儲層喉道分選系數(shù)介于0.15～0.28，平均0.18。致密油儲層束縛飽和度最小7.69 %，一般介于20 %～40 %，平均24.86 %，具有較高的束縛孔隙體積。孔喉特征參數(shù)與物性相關(guān)性研究表明（見表5），最大連通喉道半徑、孔喉均值、孔喉分選系數(shù)等與物性具有一定相關(guān)性。其中最大連通喉道半徑與滲透率相關(guān)性密切，具有很強的正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為0.918，說明滲透率對喉道半徑變化最為敏感。致密砂巖儲層喉道分選系數(shù)與滲透率也具有明顯的正相關(guān)關(guān)系，這與常規(guī)儲層差別明顯，大慶油田常規(guī)儲層喉道分選系數(shù)與滲透率具有明顯的負相關(guān)關(guān)系。

表4 研究區(qū)納米級孔隙組合統(tǒng)計表

圖12 致密砂巖儲層孔喉半徑分布（高壓壓汞法分析）

圖13 致密砂巖儲層孔隙配位數(shù)頻率分布

圖14 胡196 長7 CT 孔喉半徑分布

表5 孔喉特征參數(shù)與物性相關(guān)性

4 結(jié)果與討論

（1）研究區(qū)砂巖巖性以（巖屑）長石砂巖為主，沉積物粒度細，軟組分含量高，可見孔面孔率低。

（2）結(jié)合盆地致密砂巖儲層孔隙大小、孔隙類型發(fā)育特點，提出了盆地致密油儲層孔隙大小劃分方案，將孔喉分為微米、亞微米、納米級三類。采用高精度掃描電鏡、納米CT 等方法接合常規(guī)測試，實現(xiàn)致密砂巖儲層微米-亞微米-納米級多尺度孔喉精細識別，采用圖像分析法-恒速壓汞-高壓壓汞相結(jié)合的方法，建立了致密油儲層孔喉定量化評價方法。

（3）研究區(qū)致密砂巖儲層以微米級孔隙占比約為25 %，亞微米級孔隙約為35.9 %，納米級約為30 %。致密砂巖儲層喉道半徑小，孔喉比大，盆地致密儲層發(fā)育納米級喉道，主要分布在20～100 nm、配位數(shù)較低，孔喉系統(tǒng)復(fù)雜孔喉網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)由多個獨立連通孔喉體構(gòu)成。

（4）最大連通喉道半徑、孔喉均值、孔喉分選系數(shù)等與物性具有一定相關(guān)性。其中最大聯(lián)通喉道半徑與滲透率相關(guān)性密切，具有很強的正相關(guān)性，說明滲透率對喉道半徑變化最為敏感。

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